Принципы планирования разведки залежей терригенных пластов венда на Оморинском лицензионном участке

Горлов Иван Владимирович: зав. отделом промысловой геологии, геофизики и подсчета запасов УВ, ООО «ТюменНИИгипрогаз»
Качинскас Игорь Викторович: младший научный сотрудник, ООО «ТюменНИИгипрогаз»
Санькова Наталья Владимировна: младший научный сотрудник, ООО «ТюменНИИгипрогаз»

Oморинский лицензионный участок (ЛУ) расположен в пределах Байкитской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (рис.1). В пределах его выявлено два месторождения (Оморинское и Камовское), продуктивные коллекторы на которых связаны с терригенными отложениями вендского возраста, в частности, с пластом Б-VII катангской свиты и с пластами Б-VIII, Б-VIII-1 и Б-IХ оскобинской свиты, сформировавшимся в тирское и раннеданиловское время.

Отложения терригенного венда здесь вскрыты 28 скважинами. При этом испытания пластов в колонне проведены только в 18 скважинах, а в остальных отсутствие продуктивных коллекторов доказано данными геофизических исследований скважин (ГИС) и результатами испытаний в открытом стволе. Одной из особенностей разведочных работ является то, что из 56 испытанных в колонне объектов здесь только в пяти из них (9 %) были получены промышленные притоки углеводородов. А именно, на Оморинском месторождении в скважине Ом-2 из пласта Б-VII получен приток газа, абсолютно свободный дебит которого составил 624 тыс. м3/сут, а также из пласта Б-VIII – 545 тыс. м3/сут, в скважине Ом-12 из пласта Б-VIII-1 – 109,6 тыс. м3/сут на диафрагме 11 мм и из пласта Б-IХ — 36,9 тыс. м3/сут на диафрагме 5 мм. На Камовском месторождении только в одной скважине (Км-1) из пласта Б-VIII-1 был получен приток нефти дебитом 153,6 м3/сут на штуцере 14 мм. Остальные 51 объект либо не дали притока (48 %), либо дали непромышленные притоки (25 %), либо — притоки воды и воды с плёнкой нефти (18 %).

Такая низкая доля высокопродуктивных объектов в перечисленных выше пластах объясняется высокой сложностью строения залежей и отсутствием надёжных методик прогнозирования зон развития коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). В настоящей работе рассматриваются особенности седиментации и вторичного преобразования терригенных пород-коллекторов, которые необходимо учитывать при проведении геологоразведочных работ на Оморинском ЛУ.

В соответствии с существующими в настоящее время представлениями о палеогеографии [Шемин, 2007] и о фациальных обстановках в тирское время [Боровикова, 2010; Мельников, Исаев, 2004; Мельников, Константинова, 2006; Моисеев, Константинова, Романов, 2011; Стариков, 1989], формирование песчаниковых резервуаров венда происходило в условиях прибрежно-морского мелководья. Так в работе [Боровикова, 2010] отмечается, что существование в тирское время протяженной через всю Байкитскую нефтегазоносную область береговой линии (рис. 1) определяет распространение на Оморинском ЛУ в оскобинской и катангской свитах песчаных тел дельтового, пляжевого, барового типов, а также русловые тела, конусы выноса, песчаники промоин и другие типы тел песчаников, встречающихся на рубеже море-суша. Более того, Л. Н. Константинова, С. А. Моисеев и М. И. Романов считают, что «… в западной части Байкитской антеклизы преобладали русловые и дельтовые обстановки» [Моисеев, Константинова, Романов, 2011, с. 15].

Так по результатам интерпретации сейсмических разрезов эффективных коэффициентов отражений, полученных в системе РЕАПАК, на юго-западе Камовского свода выделены русловые песчаники (наиболее глубоко врезанный участок) к западу от скважины Вдр-6 [Мельников, Исаев, 2004].

Русловые отложения, по нашему мнению, фиксируются в геологической летописи не только во врезах вендских отложений в рифейские образования, но и в толще самих вендских терригенных пород. Действительно, по распределению точек на диаграмме Р. Пассега (рис. 2) можно сделать вывод, что большинство образцов из терригенных коллекторов венда отвечают областям мутьевых потоков и градационной суспензии. Согласно диаграмме, поле RQP отвечает осадкам, выпавшим из градационной суспензии, образующейся в нижних частях быстрых потоков, непосредственно у дна. Заметно, что большое количество образцов из скважины Км-1 попадают в эту область. Поле PO, в которое попадает часть образцов из скважины Ом-17, образовано осадками смешанного происхождения – отчасти перенесенными путем качения, отчасти выпавшими из суспензии. Это могут также быть осадки течений, но с более низкой динамикой среды по сравнению с полем RQP.

Различия в динамике среды осадконакопления терригенных пластов венда наблюдаются не только по скважинам, но и в пределах пластов. На данный факт, помимо генетических диаграмм, указывает и то обстоятельство, что степень сортировки осадков сильно изменяется (как по площади, так и по вертикали) в пределах одного пласта от хорошо сортированных до плохо сортированных (таблица 1).
Так в скважине Плт-1 максимальное значение коэффициента сортировки для пласта Б-VIII-1 равно 1,78, что в два раза ниже, чем в скважине Км-1, где он равен 3,57. Такие же высокие значения коэффициента сортировки встречаются и в пластах Б-VIII и Б-IX (скважина Км-2).

Обломочные потоки формировали осадочные тела с канальной формой залегания – русла обломочных потоков. Эти отложения диагностируются и по данным ГИС, по форме кривых микробокового (МБК), бокового (БК) каротажа, по кривым естественной и наведённой радиоактивности пород гамма-каротажа (ГК), нейтронного гамма-каротажа (НГК) и акустического каротажа (DT).

Рассмотрим это на примере пласта Б-VII в скважине Ом-2 (рис. 3). В целом разрез пласта Б-VII представлен преимущественно терригенными породами, грубость которых вверх по разрезу убывает от гравелитов и грубозернистых песчаников до мелкозернистых песчаников и алевролитов. Он залегает в интервале глубин от 2428,3 до 2434,8 м и может быть разделён на два интервала: нижний, залегающий от 2432,5 до 2434,8 м, и верхний – от 2428,3 до 2432,5 м.

Нижний интервал представлен мелкозернистыми песчаниками, кавернозными с прослоями алевролитов, и песчаниками от мелко- до грубозернистых и гравелитов. Толщина последних достигает 2,5 м. В середине интервала виден прослой аргиллитов темно-коричневых. К кровле интервала размер зерен увеличивается (показания на кривых ГК и МБК к кровле уменьшаются, а на кривой DT увеличиваются). Отличительной особенностью нижнего интервала по каротажу являются минимальные, относительно ниже- и вышележащих отложений, показания на кривой МБК и максимальные – на DT.

Верхний интервал представлен равномерным переслаиванием доломитизированных песчаников мелкозернистых и алевролитов. По каротажной характеристике он отличается от нижнего интервала  более высокими значениями МБК и НГК. Качественным каротажным признаком доломитизации пород является разнонаправленное поведение кривых ГК и НГК. А именно, в интервалах развития доломитизированных песчаников кривая ГК имеет тенденцию к снижению своих значений по отношению к выше и ниже лежащим интервалам, а НГК – наоборот, к повышению.

В разрезе рассматриваемого пласта породы имеют в основном красновато-коричневый цвет, что свидетельствует о преобладании в момент формирования пласта окислительного режима осадконакопления, предопределяемого небольшими глубинами бассейна и высокой динамикой водной среды.

Исходя из того, что русловые отложения в разрезе пласта Б-VII скважины Ом-2 по керну фиксируются только в нижней его части, можно сделать вывод имевшей место миграции русел обломочных потоков. Доказательством наличия такой миграции по площади пласта служит то обстоятельство, что на Оморинском месторождении прослои грубозернистых песчаников встречаются только в двух скважинах Ом-2 и Ом-9. В остальных скважинах рассматриваемый пласт представлен либо доломитизированными разнозернистыми песчаниками (Чгб-1, Ом-17, Ом-11 и Ом-12), либо равномерным переслаиванием мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов (Ом-10, Ом-7), либо переслаиванием доломитизированных мелкозернистых песчаников и доломитов (Ом-5, Ом-8, Ом-1).

Аналогичным образом можно показать, что отложения русел обломочных потоков имеют место и в других пластах, в частности, в интервале пласта Б-VIII-1 они вскрыты в скважинах Ом-17, Км-1 и отсутствуют во всех остальных скважинах. Опыт прогноза продуктивных отложений на Оморинском месторождении с использованием интерпретационной системы «Пангея», по аналогии с [Яицкий, 2006], показал, что о развитии русловых фаций в отложениях венда можно судить по данным 2D сейсморазведки и на основе конверсии атрибутов сейсмического поля на такие каротажные кривые как DT и ГК. В настоящее время такой подход проходит апробацию в отделе геолого-геофизического мониторинга ООО «ТюменНИИгипрогаз».

Учитывая малые толщины терригенных пластов венда, задача прогноза русловых фаций будет вызывать затруднения, но это очень важная задача, т. к. именно с русловыми фациями связаны три из вышеуказанных четырех объектов испытания с промышленными притоками углеводородов – это объекты скважин Ом-2 и Км-1.

Другой принцип связан с тем обстоятельством, что коллекторы терригенных пластов характеризуются вторичной пористостью как межзерновой, так и трещинной.

Как показали обширные петрографические исследования разрез венда (катангская, оскобинская, ванаварская свиты) и рифея здесь несёт черты сложных разновозрастных эпигенетических преобразований [Сурков, Коробейников, Крылов, 1996]. В зонах повышенной проницаемости карбонатные и терригенные образования в различной степени гидротермально изменены. Доломиты окварцованы (окремнены), иногда в значительной степени; нередко они ангидритизированы. Алевролиты также заметно окварцованы. В ряде случаев в них отмечаются прожилки гидротермального доломита. Песчаники большей частью окварцованы, реже встречаются участки окварцевания и адуляризации. Развитие адуляра сопряжено с возникновением каверн.

Проведённый нами анализ показал, что пористость песчано-алевритовых разностей пород венда на Оморинском лицензионном участке слабо связана с гранулометрической характеристикой коллекторов. Действительно, как видно из таблицы 2, пористость алевролитов (Кп от 8 до 10 %) резко отличается от пористости песчаников средне-мелкозернистых (Кп от 12 до 20 %) и мелко-среднезернистых (Кп от 14 до 18 %). А вот пористость песчаников мелкозернистых алевритистых и песчаников мелкозернистых алевритовых изменяется во всём диапазоне значений от 8 до 20 %. Другими словами, повышенная вторичная пористость не может сформироваться в изначально низкопористых алевролитах и с большой вероятностью развивается песчаниках с повышенными размерами зёрен.

Поскольку в русловых образованиях формируются наиболее крупнозернистые породы, то с ними и связаны коллекторы с наиболее высокой пористостью. Именно этим можно объяснить высокие дебиты, полученные, как это было отмечено выше, при испытании объектов в скважине Ом-2, вскрывшей пласты Б-VII и Б-VIII в русловых фациях.

Трещинное пустотное пространство в рассматриваемых здесь породах фиксируется как по полевому описанию керна, так и по результатам лабораторных исследований. Например, по описанию керна скважины Ом-12 в интервале от 2642,9 до 2648,0 м пласт Б-VIII-1 представлен кварц-полевошпатовым песчаником, плотным, средней крепости, с чередующейся массивной и слоистой структурой, при этом в основании интервала присутствует короткая субвертикальная трещина открытого типа. Далее, в следующем слое, представленном серым и темно-серым алевролитом доломитовым песчанистым, керн в нижней части оказался расколот пополам вдоль плоскости субвертикальной открытой трещины, частично полуразрушен.

Ещё ниже по разрезу в пласте Б-IХ, в полевых описаниях керна, отмечаются трещины закрытого типа. Так в средней части интервала от 2652,1 до 2653,8 м, представленного тонким переслаиванием аргиллита и песчаника серого мелкозернистого, с тонкослоистыми горизонтально-, косослоистыми и плойчатыми текстурами отмечена субвертикальная трещина закрытого типа длиной 0,5 м, по которой керн фрагментирован. Такие трещины закрытого типа встречаются и в более тонкозернистых разностях. Например, в интервале 2664,0 – 2665,5м, где пласт Б-IХ представлен алевролитами глинистыми светло-серыми с зеленоватым оттенком, тонкозернистыми, тонко слоистыми, слабо ангидритизированными, в нижней части слоя отмечена вертикальная трещина закрытого типа, по которой керн фрагментирован. Отметим, что пористость отобранных для лабораторных исследований образцов не превышала 7 %, с преобладающими значениями от 2 до 4 %. По оценкам, полученным по ГИС, она колеблется в слоях коллекторов от 5 до 8 %. Несмотря на такую низкую пористость, из интервала от 2656 до 2662 м был получен приток газа дебитом 36,9 тыс.м3 на диафрагме 5 мм. Таким образом, можно с уверенностью сказать, что приток газа здесь связан с трещиноватостью пород-коллекторов.

О большом влиянии трещиноватости на фильтрационные свойства терригенных коллекторов венда говорят и результаты лабораторных исследований по определению коэффициента динамической проницаемости (Кпр. дин.) по газу, представляющей собой проницаемость по газу в присутствии остаточной воды.

На рис. 4 приведена точечная диаграмма взаимосвязи коэффициентов динамической проницаемости и открытой пористости для терригенных пород вендского возраста, построенная по результатам анализов, выполненных в лаборатории ЛТД «Экогеос», Москва. Видно, что при пористости образцов более 11% отмечается классическая линейная связь между коэффициентами пористости и логарифмом проницаемости с преобладающим разбросом точек не более чем на полпорядка. И совсем по-другому обстоит дело в интервале пониженных значений пористости, особенно в интервале от 1 до 4 %. Здесь разброс относительно линейной зависимости превышает два порядка. Обращает внимание то обстоятельство, что полноразмерные образцы, на которых визуально отмечались трещины, имея очень низкую пористость (от 1 до 4 %), обладают повышенной динамической проницаемостью. Совершенно очевидно, что такая высокая проницаемость в них предопределена их трещиноватостью. Это подтверждается и тем, что, несмотря на очень низкую пористость, динамическая проницаемость лишь немного ниже абсолютной проницаемости, определённой по сухим образцам, в то время как для большинства образцов с пористостью от 2 до 4 % она катастрофически снижается более чем на порядок.

Широкое распространение трещиноватости в изучаемых пластах является, на наш взгляд, причиной  такого большого (почти 50 %, как было указано выше) количества «сухих» объектов при испытании объектов в колонне, ибо отсутствие притоков может быть следствием высокой степени загрязнения призабойной зоны пласта буровым и цементным раствором, проникающими вглубь пласта по трещинам.

Роль кольматации при опробовании объектов с трещиноватыми коллекторами можно видеть на примере испытания пласта Б-VIII-1 в эксплуатационной колонне скважины Км-3. В ней на основе изучения керна, результатов испытания с помощью испытателя пластов на трубах (ИПТ), а также интерпретации материалов комплекса ГИС, в интервале от 2390,0 до 2398,7 м выделено два прослоя коллекторов суммарной толщиной 3 м, представленных алевролитами серыми и темно-серыми с прослоями ангидритов и аргиллитов чёрных. При испытании в открытом стволе с использованием комплекта испытательного оборудования КИИ2М-146 при создании депрессии в 9,55 МПа из интервала от 2376 до 2399 м (более широкого, чем пласт Б-VIII-1) был получен приток газа дебитом 17,5 тыс. м3/сут. После завершения скважины бурением в ней было проведено испытание в эксплуатационной колонне в интервале от 2377 до 2397 м (практически совпадающего с интервалом испытания в открытом стволе). При этом на среднем динамическом уровне 1021,5 м был получен слабый приток газа 3,3 тыс. м3/сут с пленкой жидких углеводородов, т. е. объект недоосвоен.

На наш взгляд, здесь следовало бы провести дальнейшие работы по интенсификации притоков с применением гидроразрыва пласта (ГРП). Об эффективности ГРП в трещиноватых коллекторах свидетельствуют данные опубликованные в работе [Денк, 1998]. А именно, в ней доказывается, что «…на разведочных площадях с широким развитием коллекторов трещинного и порово-трещинного типов: определение действительной промышленной значимости подобного рода нефтегазоносных отложений (безотносительно к их литологическому составу, фациальной принадлежности, глубине залегания и пр.) невозможно без целенаправленных раскрытия и фиксации в раскрытом виде смыкающихся флюидопроводящих трещин.» [Денк, 1998, с. 232].

Таким образом, для успешной разведки месторождений на Оморинском лицензионном участке надо исходить из следующих двух принципиальных положений:
1.    Местоположение разведочных скважин должно определяться на основе выделения зон развития русловых фаций.
2.    При испытании объектов, представленных трещинными и трещинно-поровыми коллекторами, в поисково-оценочных и разведочных скважинах, вскрывающих продуктивные пласты вне русловых фаций, необходимо внедрять технологии гидроразрыва пластов.

Литература
1.    Боровикова Л. В. Перспективы нефтегазоносности оскобинской свиты на юго-западе Камовского свода: Сборник VI международного научного конгресса «ГЕО-Сибирь — 2010». Т. II. Часть 1 / Недропользование. Горное дело. Новые направления и технологии поиска, разведки и разработки полезных ископаемых. Новосибирск: СГГА, 2010. С. 54-59.
2.    Денк С. О. Нефть и газ в трещиных коллекторах Пермского Прикамья. Пермь: Перм. гос. техн. ун-т, 1998. Т. 1. 248 с.
3.    Мельников Н. В., Исаев А. В. Сейсмогеологические модели и перспективные нефтегазоносные объекты вендского комплекса в Байкитской нефтегазоносной области. Геология и геофизика. Т. 45. Новосибирск, 2004. С. 134-143.
4.    Мельников Н. В., Константинова Л. Н. Литолого-фациальное районирование нижнего венда Байкитской НГО // Геология, Геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2006. № 7. С. 25-35.
5.    Моисеев С. А., Константинова Л. Н., Романов М. И. Прогнозная оценка качества терригенных резервуаров венда юго-западной части Байкитской нефтегазоносной области // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011. № 8. С. 15-23.
6.    Стариков Л. Е. Фациальные особенности накопления вендских терригенных отложений Катанской седловины // Геология нефти и газа. 1989. № 11. С. 53-56.
7.    Сурков В. С., Коробейников В. П., Крылов С. В. Геодинамические и седиментационные условия формирования рифейских нефтегазоносных комплексов на западной окраине Сибирского палеоконтинента // Геология нефти и газа. 1996. Т. 37. № 8. С. 154-165.
8.    Шемин Г. Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина). Новосибирск: Издательство СО РАН, 2007. 467 с.
9.    Яицкий Н. Н., Крекнин С. Г. Прогноз продуктивности отложений васюганской свиты и пластов ПК19-20 в пределах Восточно-Тэрельского ЛУ с использованием ИС «Пангея» // Горные ведомости. 2006. № 9. С. 52-59.